Экономическая и энергетическая эффективность применения отечественных МКУ при добыче низконапорного сеноманского газа
Автор: Огай В.А.
Журнал: Научный форум. Сибирь @forumsibir
Рубрика: Природопользование
Статья в выпуске: 1 т.1, 2015 года.
Бесплатный доступ
Короткий адрес: https://sciup.org/140220204
IDR: 140220204
Текст статьи Экономическая и энергетическая эффективность применения отечественных МКУ при добыче низконапорного сеноманского газа
Наиболее перспективным решением по эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки сеноманских залежей является ввод в узловые точки системы сбора газа мобильных компрессорных установок (МКУ), которые обеспечат сжатие газа до необходимых значений давления входа в ДКС.
МКУ базируется на общей стальной раме с внешними блочными устройствами. Работа установки происходит без присутствия обслуживающего персонала. МКУ способны продлить эксплуатацию скважин до устьевого давления 0,1 МПа, что позволит продолжить рентабельную добычу низконапорного газа и достичь максимальной газоотдачи залежи.
В 2011 году на Вынгапуровском месторождении был запущен пилотный проект по вводу мобильных компрессорных установок в рамках опытно - промышленной эксплуатации. А уже в марте 2015 года ООО «Газпром добыча Ноябрьск» подписало договор о приобретении семи установок, которые разместят на четырёх площадках газосборной системы Вынгапуров-ского газового промысла. Это позволит продлить эксплуатацию промысла до конца 2021 г, несмотря на то, что уже сейчас коэффициент извлечения газа сеноманской залежи месторождения составляет более 84%. По последним данным публикуемым специалистами ПАО «Газпром», вносятся корректировки в проектнотехнические документы на разработку месторождении с учётом внедрения МКУ. По расчетам это позволит увеличить значение накопленного отбора газа, например из сеноманской залежи Ямбурского месторождения на 8% с внутренней нормой доходности 15% [3].
Наряду с увеличением объемов добычи газа применение МКУ обладает рядом таких технологических преимуществ, как:
-
- снижение негативных последствий накопления жидкости в промысловых системах сбора газа и, как следствие, улучшение условий работы скважин;
-
- снижение гидродинамических потерь в промысловых трубопроводах за счет увеличения уровня эксплуатационных давлений;
-
- более гибкое регулирование режимов работы ДКС, что позволит обеспечивать условия эффективной загрузки газоперекачивающих агрегатов (ГПА);
-
- возможность управления разработкой отдельных зон газовой залежи и рационального использования энергии пластового давления.
На Вынгапуровском газовом промысле эксплуатируются МКУ-450 производства Siemens Nederland N.V. Важно отметить, что отечественные машиностроительные предприятия обладают опытом изготовления МКУ [4].
В связи с принятым высшим руководством Российской Федерации экономическим курсом на им-портозамещение, многие отечественные нефтегазовые компании переходят на технологии и оборудование отечественных производителей. В условиях сложившихся реалий требуется эффективное точечное внедрение национального продукта в нуждающиеся в модернизации технологические системы. Учитывая вышеупомянутые факторы предлагается внедрение отечественных МКУ ТАКАТ 64.09 М4 УХЛ1, продукта ОАО «Казанькомпрессормаш», на кусту скважин Вын-гапуровского месторождения.
Проведённый анализ показал, что данная установка по технологическим и эксплуатационным параметрам идентична МКУ-450 Siemens Nederland N.V., но при этом имеет более низкую закупочную стоимость, чем зарубежный аналог (табл. 1).
Таблица 1 Технологические и эксплуатационные параметры МКУ ТАКАТ 64.09 М4 УХЛ1. ОАО «Казанькомпрессормаш»
Параметр |
ТАКТ 64.09. М4 УХЛ1 |
Объёмная производительность, м3/мин |
13,0-64,0 |
Давление на входе, Мпа |
01-,06 |
Давление на выходе, Мпа |
0,6-2,0 |
Температура на входе, С |
10,0-40, |
Температура на выходе, С |
50 |
Мощность потребляемая, кВТ |
576 |
Следует также отметить, что компрессорные установки серии ТАКАТ эффективно эксплуатируют на своих месторождениях ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «Сургутнефтегаз».
Рассмотрено гипотетическое внедрение МКУ ТАКАТ в газосборную систему пяти скважин Вынга- пуровского месторождения, по аналогии с уже имеющимся опытом внедрения МКУ на этом месторождении. Газ с устьев скважин № 207, 179, 208, 117, 167 предварительно будет подвергаться компримированию в МКУ, которые обеспечат сжатие газа до необходимых значений давления входа в ДКС.
Для оценки экономической эффективности была рассчитана экономика двух вариантов с внедрением МКУ и без внедрения за расчётный период 16 лет, равный сроку эксплуатация ТАКАТ (табл. 2). Расчёты были проведены с учётом технологических показателей МКУ ТАКАТ, винтовой ДКС № 92, параметров шлейфов и учёта их реконструкции под внедрение МКУ. Расчеты выполнены в соответствии с общепринятыми в международной практике подходами на основе действующих нормативно-методических документов [5, 6].
Таблица 2 Экономический эффект внедрения отечественной МКУ
Показатель |
С внедрением МКУ |
Без внедрения |
Единичная мощность МКУ, кВТ |
576 |
- |
Расход топливного газа по устьевым МКУ, тыс м.куб./сут. |
14,41 |
- |
Расход топливного газа по ДКС, тыс м.куб./сут. |
1002,58 |
1236,39 |
Средняя производительность ДКС, млн. м. куб./сут. |
61,3 |
31 |
Капитальные вложения (с НДС) за расчётный период, млн.руб. |
300 |
- |
Амортизация за расчётный период, млн. руб. |
225 |
- |
Эксплуатационные затраты за расчётный период, млн. руб |
210 |
310 |
Налог на добычу газа, млн. руб |
5200 |
307 |
Доход от реализациигаза за расчётный период, млн. руб. |
3690 |
510,5 |
Чистый доход, млн.руб. |
568,5 |
-78,8 |
Чистый дисконтированный доход, млн. руб. |
82 |
-82,4 |
Срок окупаемости, лет |
8 |
- |
Положительные экономические показатели при внедрении МКУ, достигаются за счёт увеличения добычи газа и газового конденсата, снижения энергетической составляющей эксплуатационных затрат, за счёт более эффективной загрузки ДКС. Отрицательные экономические показатели за расчётный период 16 лет в проекте без внедрения МКУ, характеризуются невозможностью экономически рентабельной добычи остаточных запасов низконапорного газа на завершающем этапе разработки месторождения без использования эффективных технологий.
Также были проведены расчёты и выведены зависимости энергоэффективности применения системы распределённого компримирования. В качестве показателя энергоэффективности использовалось отношение суммарных рабочих мощностей работы по схеме распределенного компримирования с МКУ и винтовой ДКС к отношению суммарных мощностей ДКС без технологии распределенного компримирования. На показатель этого отношения влияют величина компримирования газа в МКУ (в зависимости от выбранного режима) и общая величина компимирования газа ri = Pк/Pу на участке устье – выход с ДКС. По расчётам энергоэффективность применения МКУ достигает до 8% в зависимости от режимов работы, которые учитываются при проектировании ГСС. Положительная энергоэффективность достигается за счёт рациональной загрузки ДКС на протяжении срока эксплуатации системы распределённого компримирования и затратам на топливные ресурсы.
Положительные экономические показатели при внедрении МКУ, достигаются за счёт увеличения добычи газа и газового конденсата, снижения энергетической составляющей эксплуатационных затрат, за счёт более эффективной загрузки ДКС. Отрицательные экономические показатели за расчётный период 16 лет в проекте без внедрения МКУ, характеризуются невозможностью экономически рентабельной добычи остаточных запасов низконапорного газа на завершающем этапе разработки месторождения без использования эффективных технологий.
Также были проведены расчёты и выведены зависимости энергоэффективности применения системы распределённого компримирования. В качестве показателя энергоэффективности использовалось отношение суммарных рабочих мощностей работы по схеме распределенного компримирования с МКУ и винтовой ДКС к отношению суммарных мощностей ДКС без технологии распределенного компримирования. На показатель этого отношения влияют величина компримирования газа в МКУ (в зависимости от выбранного режима) и общая величина компимирования газа ri = Pк/Pу на участке устье – выход с ДКС. По расчётам энергоэффективность применения МКУ достигает до 8% в зависимости от режимов работы, которые учитываются при проектировании ГСС. Положительная энергоэффективность достигается за счёт рациональной загрузки ДКС на протяжении срока эксплуатации системы распределённого компримирования и затратам на топливные ресурсы.
Выводы:
Продление периода рентабельности добычи низконапорного сеноманского газа на месторождениях, находящихся на завершающем этапе разработки, в настоящее время входит в перечень актуальных научно-технических задач добывающих предприятий. Это может быть обеспечено за счет применения мобильных компрессорных установок (МКУ). Увеличение объемов добычи газа достигается увеличением отборов из истощенных скважин при подключении МКУ к ГСС. Это позволяет увеличить пропускную способность шлейфов, снизить устьевые давления и, как следствие, увеличить дебиты скважин. В ходе работы выявлена экономическая и энергетическая эффективность гипотетического применения отечественной МКУ ТАКАТ 64.09 М4 УХЛ1, продукта ОАО «Ка-занькомпрессормаш», на кусте скважин Вынгапуров-ского месторождения.
(Промышленный инжиниринг).
Список литературы Экономическая и энергетическая эффективность применения отечественных МКУ при добыче низконапорного сеноманского газа
- Саранча А.В., Саранча И.С. Низконапорный газ сеноманских залежей ЯНАО//Академический журнал Западной Сибири. -2014. -Том 10, № 3 (52). -С. 146-147.
- Ли Джеймс, Никенс Генро, Уэллс Майкл Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин/Перевод с английского. -М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. -384 с., ил. (Промышленный инжиниринг).
- Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Арно О.Б., Меркулов А.В., Кирсанов С.А., Красовский А.В., Свентский С.Ю., Кононов А.В. Применение мобильных компрессорных установок на завершающей стадии разработки газовых залежей//Газовая промышленность. -2015. -№ 1. -С. 15-17.
- Паранин Ю.А. Винтовые компрессорные установки нового поколения/Ю.А. Паранин, М.Д. Садыков, Р.Р. Якупов и др.//Труды XV Междунар. науч.-техн. конф. по компрессорной технике. -Т. 1. -Казань: Слово, 2011. -С. 112-117.
- Косов В.В. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов/В.В. Косов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров. -Тюмень, 2010.
- Методика оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в форме капитальных вложений (утв. и.о. Председателя Правления ОАО «Газпром» С.Ф. Хомяковым от 09.09.2009 г. № 01/07-99).
- Краснова Е.И., Грачев С.И. Оценка пластовых потерь конденсата при неравномерном вводе объектов в разработку//Геология, география и глобальная энергия. -2012. -№ 4 (47). -С. 16-19.
- Грачев С.И., Черняев А.В., Шпуров И.В. Совершенствование разработки коллекторов юрских отложений//Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. -2012. -№ 4. -С. 53-57.
- Коротенко В.А., Грачев С.И., Кушакова Н.П., Сабитов Р.Р. Физические модели вытеснения вязкопластичных нефтей//Нефтепромысловое дело. -2014. -№ 5. -С. 5-10.
- Кильдышев С.Н., Кубасов Д.А., Дорофеев А.А., Саранча А.В. Концепция выделения эксплуатационных объектов на Южно-Русском многопластовом нефтегазоконденсатном месторождении//Горные ведомости. -2011. -№ 7 (86). -С. 52-59.
- Саранча А.В., Федоров В.В., Митрофанов Д.А., Зотова О.П. Эффективность проведения гидравлического разрыва пласта на Вынгапуровском месторождении//Фундаментальные исследования. -2015. -№ 2-12. -С. 2581-2584.
- Саранча А.В., Огай В.А., Митрофанов Д.А., Хайруллина Д.В. Оценка объемов низконапорного сеноманского газа на месторождениях ЯНАО//В сб.: Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли Сборник научных трудов IX Международной научно-техническойконференции студенческого отделения общества инженеров-нефтяников-Society of Petroleum Engineers (SPE). -Тюмень, 2015. -С. 84-88.